QGDW 11889-2018 高压柔性直流输电控制保护装置技术规范

表1被试电路及介质强度试验值

4.4.2.2表1中被试电路应能承受频率为50Hz的工频耐压试验，历时1min，设备各部位不应出现绝 缘击穿或闪络现象。 4.4.2.3做出厂试验时，允许试验历时缩短为1s，但此时试验电压值应提高10%

4.4.3.1试验部位

试验部位的要求同4.4.1.1。

固定资产标准4.3.2冲击电压试验值

4.4.3.1所述试验部位应能承受标准 击电压试验，试验电压的峰值为1kV （额定绝缘电压<63V）或5kV（额定绝 63V

4. 4.3.3结果评定

承受冲击电压试验后，设备主要性能指标应符合企业产品标准规定的出厂试验项目要求。试验过程 中，允许出现不导致绝缘损坏的闪络，如果出现闪络，则应复查绝缘电阻及介质强度，此时介质强度试 验电压值为规定值的75%

设备在最高温度为40℃，试验周期为两周期（48h）的条件下，经交变湿热试验，在试验结束前 2h内，本标准4.8.1.1规定部位施加直流500V时的绝缘电阻值不应小于10M2；测试本标准4.8.2规 定部位的介质强度，试验电压为规定值的75%。

4. 6. 1振动 (正弦)

4.6.1.1振动响应

4.6.1.2振动耐久

4.6.2.1冲击响应

Q/GDW118892018

设备应具有承受GB/T145371993 现定的严酷等级为I级的冲击响应能力

4. 6. 2. 2 冲击耐久

外壳端口抗扰度要求应符合DL/T1087一2008中5.2的规定（见表2）

表2外壳端口抗扰度要求

4.7.1.2信号端口抗扰度要求

抗扰度要求应符合DL/T10872008中5.2的规定

Q/GDW118892018

表3信号端口抗扰度要求

表4低压交流输入/输出电源端口抗扰度要求

4.7.1.4低压直流输入/输出电源端口抗扰度要

低压直流输入/输出电源端口抗扰度要求应符DL/T1087一2008中5.2的规定（见表5）。

Q/GDW118892018

表5低压直流输入/输出电源端口抗扰度要求

4.7.1.5功能接地端口抗扰度要求

功能接地端口抗扰度要求应符合DL/T1087一2008中5.2的规定（见表6）

功能接地端口抗扰度要求应符合DL/T1087一2008中5.2的规定（见表6）

表6功能接地端口抗扰度要求

4.7.2电磁发射试验要求

设备的电源端口应符合GB/T14598.16一2002中4.1规定的传导发射限值（见表7），外壳端口应 B/T14598.16一2002中4.2规定的辐射发射限值（见表8），按表7和表8规定的电磁发射限值和有关 定试验结果

表7功能接地端口抗扰度要求

表8电源端口传导发射限值

4.8连续通电试验要求

，在出厂前，应进行100h（常温）或72h（+40

Q/GDW 118892018

直流控制保护设备的结构及外观应满足如下要求： a 设备的金属零件应经防腐蚀处理。所有零件完整无损，设备外观无划痕及损伤； b）设备所用元器件符合相应的技术要求： c）设备零部件、元器件安装正确、牢固，并实现可靠的机械和电气连接； d）同类设备的相同功能的插件、易损件具有互换性，不同功能的插件有防误插措施

.10.1外壳防护（IP件

4. 10. 2 安全标志

5.1.1整体架构配置

5.1.1.1柔性直流输电系统的控制设备宜根据功能划分为3个子系统：运行人员控制系统、交直流站 控系统、直流控制系统，各子系统间通过标准接口通信，实现完整的控制功能。 5.1.1.2控制设备的体系结构、功能配置和总体性能应与工程的主回路结构和运行方式相适应，保证 柔性直流输电系统的安全稳定运行，并满足系统可用率的要求。 5.1.1.3控制设备应采用合理的软、硬件设计方案，以保证设备具有良好的可扩展性能

5.1.2主机与1/0配置

5.1.2.2分布式I/O宜采用模块化结构，易维护和更换，任何一个模块故障不应影响其他模块的正常 工作。 5.1.2.3控制设备所采用的网络应具有良好的开放性，网络通信规约应采用国际通用标准协议。网络 的抗干扰能力、传输速率及传输距离应满足现场运行环境及控制性能的要求，

5.1.3自诊断功能配置

控制设备的自诊断覆盖率应达到100%，即自诊断功能应该能覆盖从测量二次线圈开始包括完整的 则量回路，信号输入、输出回路，通信回路，主机和所有相关设备，应能检测出上述设备的典型故障， 根据故障严重情况采取报警、系统切换等措施，并能提供足够的信息使故障应定位到最小可更换元件， 能提供相应的检修建议。

柔性直流工程的运行人 能配置应考虑柔性直流工程的特殊要求， 直流输电系统的主回路结构以及运行方式相适应。柔性 直流工程的运行人员控制系统应具备更高的信息容量和处理能力

Q/GDW118892018

交直流站控系统应能接收来自运行人员或远方调度的控制命令，完成交直流场开关/刀闸/地刀的操 作、换流变的控制、辅助系统的监视等操作。柔性直流工程的交直流站控系统可参考GB/T22390.2一2008 的规定。

5.3.2.1站控系统的所有控制功能应在远方调度中心、换流站主控室、就地控制位置和设备就地这4 个级别来完成：设备控制功能的优先级应设计为：分层结构上越低的位置，其控制优先级越高。运行人 员发出的手动操作命令，其控制优先级别应高于正在执行过程中的自动顺序控制操作。 5.3.2.2站控系统应具有可靠的逻辑，保证在任何时刻只能接收对应选定的控制位置发出的命令，并 能够方便切换

联锁功能要求如下： a）所有控制操作，应设计安全可靠的联锁功能，联锁功能应禁止执行任何可能引起不安全运行的 控制操作，以保证设备的正常运行和运行人员的安全； b）联锁包括硬件联锁和软件联锁，其中硬件联锁的种类包括机械联锁、电磁联锁和电气联锁； c）联锁范围包括： 1）直流开关场； 2）换流变、阀厅； 3）交流开关场； 4）站用电系统（含35kV、10kV、400V、UPS和直流蓄电池系统等）。 d） 联锁系统的设计应满足以下要求： 1）不带负荷闭合隔离开关； 2）不带负荷拉开隔离开关； 3）地刀合闸时，不闭合隔离开关； 4）当母线或设备带电时，不操作接地刀闸。 e） 联锁系统的功能应在最低的控制层次完成，以保证即使设备处于继电器室内的就地控制或设备 就地控制时，联锁也能有效地执行； 运行人员在任一控制层对设备进行操作时，联锁均应起作用； 9）为便于运行检修或紧急情况操作，应配置就地可以投/退联锁功能的手段

5. 3. 4 系统同期功能

系统同期功能要求如下： a）换流站内应配置同期功能，允许所有线路及主变进线实现同步联网。站内应设手动准同期功能 和捕捉同期功能。同期操作可在换流站监控系统进行，也可在开关场继电器室进行； b）为防止可能出现两个断路器同时进行同期操作的情况，应设计自动闭锁功能，确保同时只允许 唯一地点进行同期操作； 设备应具有手动和自动同期检测功能，同期功能应能满足检无压、检同期等不同控制方式的要 求，同期成功、失败应有信息给出； d）同期检测应包括电压幅值、电压相角及频率检测，只有当这三者相同时才能实现联网操作，站 内同期应为单相同期。换流站均为A相同期； e） 对于交流场，除母线上设有电压互感器外，每个线路或变压器间隔还有专用的电压互感器，供 同期系统使用。

Q/GDW 118892018

5. 3. 5. 1一般监视功能

监视功能要求如下： a）交直流站控系统应能对换流站内所有设备的运行状态与操作进行全面的监视，监视信号应能上 传到运行人员控制系统和远动系统：

5.3.5.2数据采集功能

交直流站控系统通过数据采集（1/O）单元采集有关信息、检测出事件、故障、状态、变位信号及 模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包 括模拟量、开关量等，采集要求如下： a） 模拟量：模拟量采用交/直流采样方式，对无法直接采集得到的数值，应能通过计算得到这些 量的值；交流采样A/D分辨率及周期应满足精度和同期要求； b）开关量：开关量的采集应采用光电隔离，在接点抖动或外部干扰情况下不误发信号；设备按扫 描周期定时采集输入量，进行数据库更新，开关变位数据优先主动上传；当状态发生变化时， 应进行设备异常报警； ） 串口或网络采集信号：应采用国际标准的串行通信接口或网络通信接口，通信协议应符合国际 （国内）标准要求。

5.3.5.3事件采集及上传功能

交直流站控系统应能够采集站控系统内部产生的和通过站控采集(1/O)单元采集到的其它系经 产生的事件，并将这些事件即时上传至运行人员控制系统，刷新显示和系统数据库进行存贮。其 标的分辨率不应大于1ms

5. 3.5. 4 谐波监视功能

谐波监视功能要求如下： a）交直流站控系统应具有对全站谐波的自动监视和分析功能。对所测谐波值，应按照标准进行数 理分析，得出各次谐波的统计值； b）监测和分析结果至少应包括交直流电压和电流中的从1至50次各次谐波含量、交流电压的总 谐波畸变率、交流电流的总谐波畸变率； C 谐波监测结果应送入运行人员控制系统监视和在系统数据库中存贮。

5. 3. 6 接口功能

交直流站控系统应提供与换流站内下列设备的接口功能： a）与一次设备的接口； b）与运行人员控制系统、极控、交流保护、稳控等其它二次设备的接口； c）与辅助系统的接口； d）与时钟系统的接口。

5.4直流控制系统功能

5. 4. 1一般要求

柔性直流工程的直流控制系统可参考GB/T22390.3一2008的规定。一般要求如下： a）应采用分层分布式设计，完成直流系统要求的系统级控制、站级控制、换流器级控制等 a）设备的每个环节应采用可靠穴余配置

5. 4. 2. 1顺序控制

Q/GDW118892018

5.4.2.1.1顺序控制主要是为直流系统中 小调运行所需的开关的分/合操作、换流伐 的解锁/闭锁、运行方式的转换、控制方式的转换等操作提供自动执行功能。顺序控制应能由运行人员 在运行人员工作站上通过站控系统或在站控主屏上手动启动，两者的优先级别为后者高于前者。 5.4.2.1.2在直流系统正常顺序控制的动态过程中，联锁应避免除保护外的其他操作或顺序控制的可 能性。当顺序控制失败而中止时，或系统处于非正常状态时，联锁应中止顺序控制，避免启动后续的顺 予步骤，在顺序控制中止后，控制系统应可以充许运行人员手动进行后续操作，暂停后，选择返回顺控 初始状态：或在一个固定时间内，待系统恢复正常，确认无误后，选择继续完成后续操作。

5. 4. 2. 2充电控制

锁前应通过交流系统或直流线路进行充电。换流器与交流系统之间通过限流电阻相连，以抑制 的过电流。充电结束后， 电阻旁路

5.4.2.3运行方式选择

5.4.2.3.1系统级与站级控制应满足直流系统在各种电网工况下正常运行，如果与换流站相连的交流 网络是有源电网，站控系统应提供直流电压/有功功率和无功功率的控制；如果与换流站相连的交流网络 是无源电网，站控系统应提供交流电压和频率的控制。 5.4.2.3.2在系统工况允许的情况下，运行方式可通过工作人员在运行人员工作站上下达。在系统工 况发生变化导致运行方式改变时，系统级与站级控制应能够自动检测并执行相应换流站控制模式的平滑 切换。

5.4.2.4与稳控的配合

直流换流站控制系统应具备与稳控系统的协调配合功能。控制系统与稳控装置的信号采用光纤 可参考QGDW11764一2017中相关规定

5.4.2.5过负荷控制

过负荷限制应在当前环境温度条件和传输功率水平下，考虑备用冷却设备是否可用，以及IGBT当 前结温、换流变压器绕组最热点温度、阀电抗器热点温升，计算得到直流系统的过负荷能力对极功率 电流控制输出的电流指令进行限幅，使得一次回路在各种工况下的全部过负荷能力都被充分利用，而不 会因为设备过应力而发生不希望的停运， 过负荷限制应当包括以下各种限制条件所引起的限幅： a）短时过负荷限制； b）长期过负荷限制； C）IGBT结温限幅。

5.4.2.6附加频率控制

5.4.2.7直流协调控制

设备实现。在正常状态下宜采用主从方式、电压裕度或下垂维持柔性直流输电系统的直流电压 过直流协调控制平衡多个换流站的输入和输出功率，直流系统电压的优化控制

Q/GDW118892018

2.8监视功能与系统切

监视功能与系统切换如下： a 系统监视。设备应能对换流站内控制设备的运行状态与操作进行全面的监视，应对故障级别进 行划分，并将监视信息上传到运行人员工作站上； 6) 系统状态切换。系统采用双重化配置原则，应能独立完成自身监视和相互监视，自动实现故障 监视后的处理，保证不会因为系统自身故障而误动或拒动。应能故障级别进行系统状态切换； 数据采集功能。设备通过数据采集单元采集有关信息，检测出事件、故障、状态、变位信号及 模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理。

5.4.2.9直流双极控制

针对具有两个独立极的双极柔性直流输电系统，应按照双极层和极层进行功能配置。在设备配置上， 将双极控制功能配置在极层控制设备（换流器控制设备）内： a 双极有功功率控制。应考虑双极有功功率的协调配合，包括两个极同为双极功率控制或一个极 为双极功率控制，另一个极为单极功率控制的情况，使得在双极柔性直流系统的各种运行方式 下，双极有功功率在每个极之间合理分配。双极功率控制应具有两种控制方式：手动控制；自 动控制； b 双极交流电压/无功功率控制。双极交流电压/无功功率控制功能应实现不同运行方式下，无功 功率在每个极之间合理分配。其控制对象可以是交流侧母线电压或全站与交流系统之间交换的 无功功率。

5.4.2.10控制模式转换

5.4.2.11空载加压（OLT）控制

空载加压控制应能自动解锁对应的 至预定值，然后保持一段时间，再把 压保持时间应能由运行人员设定。

5.4.3换流器级控制功能要求

5.4.3.1外环控制

4.3.1.1直流电压控制

定直流电压控制模式下，直流控制系统应能控制直流电压为运行人员设定值的电压值，定直流电压 控制应具有如下两种运行控制方式： a）手动控制：由运行人员设定希望的直流电压定值； b）自动控制：解锁前直流电压的指令值为预定的直流电压定值，该直流电压定值小于额定值；解

5. 4. 3. 1. 2 有功功率控制

定有功功率控制模式下，直流控制系统应能控制换流器的有功功率为运行人员设定值或预先 设定的功率曲线值，定有功功率控制应具有如下两种运行控制方式： a）手动控制：由运行人员设定有功功率目标值及有功功率升降速率； b） 自动控制：有功功率目标值及有功功率变化率可以按预先编好的日（或周或月）输送功率负荷 曲线而自动变化。

5.4.3.1.3无功功率控制

Q/GDW118892018

定无功功率控制模式下，直流控制系统应能控制无功功率为运行人员设定的无功功率目标值。 当执行无功功率升降指令时，换流器无功功率应当线性地以运行人员设定的无功功率升降速率变化 至预定的无功功率目标值。

5.4.3.1.4交流电压控制

定交流电压控制模式下 定的目标值 当执行交流电压升降指令时， 变化至预定的交流电压目标

5.4.3.1.5孤岛电压/频率控制

换流站接入新能源抓岛系统或换流站外部无常规电源供电时，采用孤岛交流电压频率控制模式， 流控制系统应能控制交流电压为运行人员设定的目标值。 当执行交流电压升降指令时，交流母线电压应当以一定升降速率变化至预定的交流电压目标值

5.4.3.1.6控制模式切换功能

在有源控制模式和无源控 功功率/直流耳 压/频率多种控制模式间的可靠切换，

5.4.3.1.7换流变压器分接开关控制

换流变压器分接头控制应具有如下两种模式： a 手动控制模式，可单独调节单台换流变的分接头，也可同时调节本极所有换流变的分接头； b 自动控制模式，其策略为控制换流器的调制比或变压器阀侧交流电压，使调制比或交流电压位 于设定范围内。 无论是在手动控制模式还是在自动控制模式，当分接头被升/降至最高/最低点时，控制系统应发出 号至SCADA系统，并禁止分接头继续升高/降低

5. 4. 3. 2内环控制

5.4.3.2.1锁相环控制

为实现换流器控制与交流系统电压的同步， 应在内环控制中配置锁相环。锁相环的输入是三相交流 系统电压，其输出是基于时间的相角值。

4.3.2.2电流内环控制

电流内环控制接受来自外环控制的有功、无功电流指令，根据当前的交流电流、电压采样值计算得 到换流器的每相参考电压指令。交流电流控制器应控制精度高、动态响应速度快，能够快速跟踪电流变 化。

6.1.1.1柔性直流系统保护包括直流保护和换流变压器保护等设备。 6.1.1.2直流保护由双极保护、极保护、换流器保护和站内交流连接母线保护等构成。直流保护设备 按极独立配置，双极保护功能宜集成在极保护中。 6.1.1.3直流保护设备宜独立配置，不宜与控制系统共用主机。

Q/GDW 118892018

6.1.1.4电压源换流器在发生阀侧短路、直流侧极间短路等严重故障时，故障电流上升速度非常快，若 IGBT无法承受短路电流冲击，则需要在微秒级时间内完成故障处理，应由换流器阀控级和子模块器件 级的本体自检功能保障换流器设备安全。 6.1.1.5直流保护设备保护应能适用于柔直换流站的各站有功和无功控制模式下的运行方式。 6.1.1.6由直流保护设备启动的故障控制顺序可以通过换流站间的通信系统来优化故障清除后的恢复 过程，使故障持续时间最小和系统恢复时间最短。当换流站站间通信系统中断时，如直流系统发生故障， 保护应能将系统的扰动减至最小，使设备免受过应力，保证系统安全。 6.1.1.7直流保护、换流变压器保护宜采用三重化的余设计，保护采用“三取二”逻辑出口，一套 保护退出时采用“二取一”逻辑出口，两套保护退出时采用“一取一”出口，两套“三取二”装置应独 立供电。

6. 1. 2 一般规定

柔性直流工程的直流保护系统可参考GB/T22390.4一2008的规定。设备通用要求如下： a 设备应具有自检功能，包括设备硬件损坏、功能失效和二次回路异常运行状态的自检。除出口 继电器外，设备内的任一元件损坏时，不应导致跳闸，自检回路应能发出告警或异常信号，并 给出有关信息指明损坏元件的所在部位，应尽可能将故障定位至最小可更换单元； 6 设备应具有顺序事件记录的功能，记录信息应包括事件名称及产生事件的时间。在设备直流电 源消失时，不应丢失已记录的信息； C 设备应具有状态显示，表明设备处于何种运行状态； d) 设备应设置必要的硬压板，可使用软压板： e 设备应具有硬件时钟，在失去电源时时钟应能正常工作； 设备应具有故障录波功能，至少应记录设备所使用测点的原始值（未经运算处理）、设备的输 出量； g) 设备应具有对应的人机界面，可方便的查看设备的状态、定值、产生的事件；可在保证安全的 情况下修改定值； 设备应具有辅助软件用来对事故进行分析

6.1.3测量及1/0单元

保护装置模拟量测量要求如下： a）保护装置的采样回路应能适用常规互感器的输入方式、电子式测量设备的数字量输入方式； b）直流保护装置的采样频率不应低于5kHz，其中用于快速保护的通道应能支持50kHz采样率要 求； c保护装置应能适应电子式测量设备的数字量输出，宜采用标准通信规约

6.1.4设备接口功能

6.1.5设备通信功能

水利施工组织设计 Q/GDW118892018

6.1.5.1直流系统保护设备应具备与运行人员控制系统和保护信息子站的通信功能，以便向运行人员 控制系统和保护信息子站传送保护的动作信息及设备运行状态等。通信协议宜采用DL/T860或DL/T 667一1999规定的相关通信协议。 6.1.5.2直流系统保护设备与其测量系统和I/O层设备之间宜具备通信接口，实现数据采集和保护动 作输出功能。 6.1.5.3直流系统保护设备宜配置站间数字通信通道，直流保护的站间通信通道宜独立于控制系统配 置，以满足保护系统站间通信的可靠性和实时性要求。

6.2.1.1按照柔性直流系统的主回路结构和运行方式，对双极、极和换流器的保护功能进行合理的分 配，以满足柔性直流工程需要。 5.2.1.2直流保护系统的保护功能和定值应能根据直流系统的主回路运行方式，包括双极、单极、金 属和大地返回、空载加压试验等，在运行过程中进行动态的配置和调整，自动适应工程所有确定的运行 方式，并且不应在运行方式切换过程中产生误动。 6.2.1.3保护的动作时间应与控制系统调节参数相配合，本极直流保护动作不应导致非故障极停运。

6.2.2.1直流保护范围

直流保护系统的范围包括：换流器区、极区、双极区、站内交流连接母线保护区域、换流变保护区。 保护分区原则如下： a）直流保护应对保护区域的所有相关的直流设备进行保护； b）相邻保护区域之间应重叠，不存在保护死区； C）保护功能应考虑与阀自身保护的配合。

工程造价标准规范范本6. 2. 2. 2 直流保护分区配置

直流保护宜按照下述分区进行配置： a）换流器区：换流器、换流器与交流母线的部分连接线路及其上所有设备； 6 极区：从阀厅直流侧测点至对侧换流站之间串联的直流电抗器以及直流输电线路等设备； C 双极区：双极公用区域，或某种运行方式下保护范围覆盖了双极回路或设备； d 站内交流连接母线保护区：包括换流变阀侧套管至桥臂电抗器网侧区域之间的所有设备； 换流变保护区：包括换流变压器、换流变压器网侧与交流开关场相连的交流断路器之间区域的 所有设备。